今年10月，内蒙古自治区人民政府推出了雄心勃勃的《新能源倍增行动实施方案》，再次掀起新能源发展的旋风!发展新型储能成为实现新能源倍增目标的必然选择，11月18日，内蒙古能源局发布《独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》，提出了适应内蒙古新型电力系统建设的储能发展方案，也将为全国探索新型储能成熟商业模式提供长期的示范意义。12月11日，内蒙古能源局发布《关于组织申报电网侧独立新型储能电站示范项目的通知》，正式吹响独立储能项目申报的号角!

一、新型储能电站示范项目正式申报

尽管这两年新能源维持了狂飙式发展，但政策支持乏力、消纳矛盾积累以及市场风险显现等问题，削减了新能源的投资热情。在这个当口，内蒙古自治区发布系列政策，竖起了坚定发展新能源和储能，推动能源转型的大旗。

作为国家重要能源和战略资源基地，内蒙古风能资源技术可开发量约占全国的57%，太阳能资源技术可开发量占全国的21%。为了大力发展绿色能源，如期实现“双碳”目标，10月23日，内蒙古自治区政府印发《新能源倍增行动实施方案》，提出了“风光并举、氢储共用”的发展方式。

《实施方案》提出了新能源装机和发电量连续倍增的目标：力争到2025年，全区新能源发电装机达到1.5亿千瓦以上，发电量达到3000亿千瓦时，均比2022年实现倍增;到2030年，新能源装机规模超过3亿千瓦，发电量接近6000亿千瓦时，在2025年基础上再次实现倍增。以此推算，2023-2030年，内蒙古每年平均需要新增3000万千瓦新能源装机。而2022年底内蒙古新能源总装机为6182万千瓦，内蒙古新能源发展明显进入快车道!

内蒙古通过“氢储共用”实现新能源消纳，新型储能也将成为未来发展的重头戏。《实施方案》中提出，力争“十四五”后三年每年完成新增新型储能并网300万千瓦，2025年新型储能总装机达到10GW，到2030年达到30GW，新型储能迎来广阔的发展空间。

11月18日，内蒙古自治区能源局发布《独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》(以下简称《实施细则》)，提出了适应内蒙古新型电力系统发展阶段、电力市场环境以及气候特点的储能发展模式，以切实高效地推动新型储能发展目标的实现，也将为全国探索新型储能成熟商业模式提供长期的示范意义。

12月11日，内蒙古能源局发布《关于组织申报电网侧独立新型储能电站示范项目的通知》，12个盟市可申报的电网侧独立新型储能示范项目容量总计为3.57GW/14.36GWh;其中用于提升系统调节能力的容量占比最大，达到2.85GW/11.4GWh;用于保障高峰用电需求的容量为700MW/2800MWh;解决末端电网用电需求的容量为20MW/160MWh。

二、内蒙古创新新型储能商业模式

关于《实施细则》的具体内容，笔者已在前期发布的文章中进行了总结，在此主要论述其深远意义。《实施细则》深刻反映了新型储能核心价值，适应了我国电力市场发展方向，也准确判断了新型储能未来技术发展方向，对于促进内蒙古新型储能发展将产生直接的作用，更将对全国新型储能发展的政策框架和商业模式提供长远的影响。

(一)新型储能核心价值讨论

笔者认为要构建新型储能的商业模式，首先要认清储能的核心价值，具体而言包括以下几方面：

一是电能量方面的调节价值。随着新能源大规模发展，新型电力系统中，间歇性的电力富余与电力短缺几乎每天都会出现，新型储能通过削峰填谷，在电力平衡中发挥重要价值。该价值反映在不同时段电力价格差异上，主要通过现货市场来发现。

二是容量价值。电力容量指的是对于电力供应可靠性及充裕度的保障，是一种长期价值。抽水蓄能、长时新型储能对于提升电网有效容量效果明显。国际上一般通过容量电价或者稀缺电价来体现，其中容量电价能产生更加稳定、可靠的激励，确保电力系统的长期充裕度。而稀缺电价作为一种后验机制，通过不断发生的电力紧缺和电价飙升促进有效容量机组的投资，不一定适应中国国情。

三是动态调节价值。动态调节价值主要反映在电力辅助服务上，随着调峰辅助服务与现货市场融合，新型储能主要可参与的电力辅助服务体现在调频、备用、爬坡等功能上，由于辅助服务市场容量较小，对于储能收益回收一般只起到锦上添花的效果。

综上，新型储能的收益方式应该围绕电能量收益和容量收益来设计，当前各省新型储能商业模式迥异，其实施效果也各异。

(二)典型省份储能商业模式的不足

尽管发展速度迅猛，但大多数储能大省在商业模式上仍存在不足，分析几个重点省份如下：

1.湖南和宁夏

湖南和宁夏未建立现货市场，新能源租赁收益占主要部分，可以认为这是一种由新能源全部承担的容量付费方式。但严格来说，电力容量主要是满足社会用电充裕度，而新型储能对于新能源的价值主要是向下调峰能力，将容量付费的责任简单推到新能源头上，并不完全合理。即便此点先不论，由新能源租赁的模式执行效果也不及预期：一是出租率不能保障;二是新能源运营商处于观望状态，一般租赁年限不长;三是租赁价格在政府参考价基础上也大打折扣，根据行业媒体不完全统计：宁夏、山东、湖南多个项目招标的容量租赁价格均价仅为参考平均价的52%。

除容量租赁外，湖南试图通过调峰辅助服务、宁夏通过顶峰辅助服务来回收新型储能短期调节方面的价值。但实践表明，如果缺乏成熟的现货市场机制，辅助服务的收益既不透明、也不可控。湖南调峰辅助服务价格从2022年平均0.248元/kWh下降到2023年的0.142元/kWh，下降幅度达到42.7%;而宁夏顶峰辅助服务依赖电力调度发布顶峰需求，每年运行次数有限。

2.新疆

2023年5月，新疆发改委印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，对新型储能建立容量补偿(或容量租赁)和调峰辅助服务的收益模式。但新疆容量补偿标准不高，补偿年限短且逐年递减，对于回收储能成本助力较小。补偿标准按放电量计算，2023年暂定0.2元/kWh，2024年起逐年递减20%直至2025年。对于容量租赁，支持独立储能项目通过出售、租赁调峰容量等共享服务回收建设成本，对应容量不再享受容量电价补偿;改革委按年度发布容量租赁参考价格(2023年参考价暂定300元/千瓦·年)。

而在电能量调节收入方面，鼓励独立储能自主报量参与调峰辅助服务市场，在全网弃风弃光时段根据调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时，其放电量按照0.25元/千瓦时结算，不再享受容量电价补偿。南疆四地州投运独立储能项目原则上2023年全年调用完全充放电次数不低于100次。尽管调峰辅助服务标准较高，但“全网弃风弃光时段根据调度机构指令进入充电状态”的要求，也极大限制了调用次数，并不能有效保障稳定收益，而调峰收益远高于新能源发电收益的价格机制实际上扭曲了电网调峰的价格，增加了电力系统的全局成本。

3.山东

山东构建了较为复杂的新型储能收益模式，其“现货市场+容量租赁+容量补偿”的收益模式经常被当作参考样板。山东容量补偿从既有电费成本中分解出一块(0.0991元/kWh)作为容量资金池，来奖励产生容量价值的机组，用户侧也按照不同时段容量稀缺程度按不同比例缴纳容量费用，其本质上是电能量价格的再分配，难以通过对外传导形成长期的容量激励。新型储能按照时长配置来计算容量补偿，其收益也大打折扣。同时，山东容量租赁也面临出租率不足和租赁价格不及预期等问题，同时容量租赁收益和现货市场收益是否叠加也存在争论。

(三)内蒙古新型储能发展机制创新

相对其他省份，内蒙古主要以“现货市场+容量补偿”的收益模式更能清晰体现新型储能的核心价值，根据放电量暂按0.35元/kWh上限进行容量补偿，高于其它省份标准，体现了自治区政府的满满诚意。

1.建立适应新型储能的容量机制

对于电网侧独立储能和电源侧独立储能，内蒙古《实施方案》分别建立了容量补偿(容量租赁)机制和价格标准。纳入示范项目的电网侧独立储能享受容量补偿，按放电量补偿上限暂按0.35元/kWh，补偿期暂按10年考虑。如有容量市场或容量电价政策出台，按新政策执行。明确补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊。对于电源侧独立储能电站，通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益，容量租赁价格可参考电网侧独立储能示范项目的容量补偿标准。

值得关注的是，内蒙古建立动态调节的容量补偿机制，以真实反映储能的真实容量价值，促进储能之间的良性竞争，实现电力系统容量资源的优化配置。动态调整容量补偿可与容量电价相衔接，在促进现货市场建设的同时，根据新型电力系统建设的不同阶段对容量的不同程度需求，逐步形成可市场化的容量市场机制，很好回答了近期国家发改委、能源局《建立煤电容量电价机制的通知》中，“电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制”的命题。

2.建立合理的新型储能现货市场收益模式

《实施细则》提出：电网侧和电源侧独立储能作为独立主体参与电力市场和辅助服务市场，自主申报充放电计划，均可以双重身份参与交易，放电时视同发电企业参与交易，充电时视同电力用户参与交易。

内蒙古现货市场价格曲线呈现出典型的“鸭形曲线”规律，峰谷价差较大，年度平均分时电价峰谷差就超过0.5元/kWh，按照8760小时曲线模拟，如果独立储能作为主体参与现货市场，在日内“一充一放”策略下，新型储能系统现货市场收益已具有较高的确定性。

随着新能源渗透率的提升，以及现货市场机制的逐步完善，新型储能参与现货市场的收益将更具确定性。根据发改委、能源局《进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2023〕813号)提出，各地现货市场出清价格上限设置应满足鼓励调节电源顶峰需要。未来现货市场限价逐步放开，有利于储能获得更多的顶格电价收益。

而对于电源侧新型储能电站容量出租部分能否继续获得现货市场收益的争论，内蒙古给与了非常合理的规定，即：电源侧独立储能在充电时应优先满足对应新能源场站调峰需求，不足部分按市场规则自主申报充电计划。新能源租赁储能容量是为了实现更好的电量消纳，但并不需占用储能的顶峰能力，那么新能源发电富集时段(储能一般充电)，新型储能应该购买新能源发电量，但并不妨碍新型储能选择合理时段放电获得高峰电价收益。

三、促进新型储能技术革新

当前我国建设的新型储能电站中大部分为锂电储能，但锂电储能在本质安全、技术标准等方面与电力系统的适应性较差;当前锂电储能成本处于较快的下降通道，但主要推动因素是锂电行业的内卷所致，其产品质量一直引起行业的深深担忧。电力行业对新型储能安全性、可靠性有着非常高的要求，同时考虑较长周期的高原极寒天气，锂电储能很难满足内蒙古新型电力系统建设要求。《实施细则》构建基于运行效果的商业模式的同时，也提出了向长时、高安全性储能技术变革的要求。

《实施细则》要求独立储能电站运营生命周期不低于20年，以及90%以上可用率的要求，同时为了应对电网调节能力不足、部分地区电力保障供应能力不足以及末端电网薄弱的问题，明确提出了4-8小时的时长要求，为压缩空气、全钒液流等长时储能技术发展开辟了空间。同时提出“开展液流电池、压缩空气、钠离子电池、固态锂离子电池、重力、飞轮等技术路线试点示范”，以促进新型储能技术的迭代更新。

需要特别注意的是，《实施细则》提出“支持能够提供物理转动惯量的技术路线，保障电网安全稳定运行、支撑新能源消纳”，笔者认为此条虽然简单，但是抓住了新能源大省电力系统“双高”问题日益严重，大容量直流外送稳定支撑不足等切实问题，需要大规模发展长时物理储能促进电网稳定性的提升。当前主要的长时物理储能路线中，主要包括压缩空气储能和重力储能，但只有压缩空气储能验证了其技术路线和商业化运行的可行性。

申报通知在《实施细则》要求基础上，进一步提出：项目方案应选用技术成熟度高、安全性高的储能技术，采用适应内蒙古高寒、强风沙环境的安全防护措施和消防处置措施。支持具备物理转动惯量的机械储能项目。

压缩空气储能的必然兴起，一方面它能与电力系统特性进行很好的匹配，有效提供惯量、阻尼、主动无功支撑，同时解决高比例可再生能源、高比例电力电子设备的问题。另一方面也在于其全生命周期成本相对全钒液流、重力储能等技术更具优势，随着供应链的完善和项目规模化发展，压缩空气储能仍存在较大的降本空间，在要求高安全性和可用性的电网侧储能方面，全生命周期成本逐步优于锂电池储能。

2022年，清华大学、中盐集团和华能联合建设的金坛盐穴压缩空气储能电站(60MW*5h)整体并网发电以来，项目已实现商业化运行并正式纳入江苏省调调度运行范围。目前已完成超过400个完整的“储能+发电”循环，累计发电1.6亿千瓦时，项目整体性能优良。金坛电站的成功，验证了压缩空气储能大型商业化应用的可行性，正式按下了压缩空气储能发展的快捷键。

由于优良的经济性、安全性、电网适应性和环保性能，压缩空气储能必将成为新型储能中举足轻重的技术路线!